PROYECTO DE REFUERZO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-SOCABAYA 220 kV

CONTENIDO DEL INFORME

1 OBJETIVO Y ANTECEDENTES

2 ALCANCE DEL SERVICIO

3 PLANTEAMIENTO DE DESARROLLO DEL PROYECTO

4 DESCRIPCIÓN DE LAS OPCIONES DE DESARROLLO DEL SISTEMA INTERCONECTADO SUR (SIS)

4.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 4.2 SUBESTACIONES

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6 IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO

ANEXOS:

ANEXO 1: Rutas de las Líneas de Transmisión y torres típicas.

DETERMINACIÓN DE LA CONFIGURACIÓN Y CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DEL PROYECTO REFUERZO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINTAYA-SOCABAYA 220 KV

1 OBJETIVO Y ANTECEDENTES

Lahmeyer Agua y Energía S.A. ha recibido el encargo de prestar servicios profesionales especializados en coordinación con la DGE del Ministerio de Energía y Minas , para el desarrollo de los estudios relacionados a la determinación de las características y prediseño de las líneas de transmisión que forman parte del proyecto Refuerzo del Sistema de Transmisión que enlaza los subsistemas Sur Este y Sur Oeste del SEIN.

Este Proyecto formará parte del Plan Transitorio de Transmisión del Perú como parte del sistema garantizado de transmisión (SGT).

Para la configuración del indicado proyecto se ha formulado la alternativa de instalar una línea en 220 kV entre las subestaciones de Tintaya y Socabaya paralela a la línea existente de 138 kV.

2 ALCANCE DEL SERVICIO

Las actividades desarrolladas por el Consultor han sido las siguientes:

a) Establecer conjuntamente con el personal de la DGE los alcances del Proyecto.

b) Análisis del sistema eléctrico del proyecto a fin de determinar los requerimientos del número de circuitos, refuerzo del sistema de transmisión asociado, equipamiento de compensación y confiabilidad de suministro N-1.

c) Establecer, con los especialistas de líneas de transmisión y subestaciones, las características y metrados de las instalaciones del Proyecto. Se debe considerar que el nivel de detalle del anteproyecto corresponde a un estudio de pre factibilidad.

d) Determinar los costos de inversión, considerando las condiciones en las que se implementará El Proyecto, los precios de mercado actual para suministros y equipos puestos en el lugar de la obra, estimados de montaje y obras civiles, estimados de compensaciones por servidumbre, requerimientos de áreas de terrenos, infraestructura necesaria, tributos, gastos de ingeniería y supervisión, gastos de gestión y otros gastos directos e indirectos. El IGV, cuando sea aplicable, será consignado por separado.

e) Elaborar el presupuesto base del Proyecto y un cronograma de desembolsos.

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3. PLANTEAMIENTO DE DESARROLLO DEL PROYECTO

La configuración del proyecto plantea la posibilidad de atender la carga minera de la zona sur y toma en cuenta la generación futura en la zona sur oeste. Esta zona está concebida como un gran centro de interconexión donde convergen la potencia y energía eléctricas generadas por las centrales hidroeléctricas del aprovechamiento hidroeléctrico del río San Gabán y de la CH Pucará en 220 kV; y también como punto de interconexión con el sistema eléctrico de 138 kV del Cuzco. Desde este punto se despachará la energía para atender la demanda eléctrica de Tintaya, Arequipa y Moquegua.

Se formula la siguiente opción para el sistema de interconexión que permitirá atender la demanda proyectada de la zona de Tintaya y Socabaya y evacuar la energía generada por las futuras centrales hidroeléctricas del sur del SEIN.

Para el enlace Socabaya - Tintaya se considera un Patio de Llaves de 220 kV en cada SE conectadas con dos circuitos de 200 MVA de capacidad nominal, el numero de conductores por fase será determinado por la Sociedad Concesionaría.

4 DESCRIPCIÓN DE LA OPCION DE DESARROLLO DEL SISTEMA INTERCONECTADO SUR (SIS)

Para la evaluación del desarrollo del proyecto, dadas las distancias involucradas, el flujo de potencia a transmitirse y a los voltajes exitentes se considera solo el voltaje de 220 kV .

4.1 LINEAS DE TRANSMISION

4.1.1 Rutas de las líneas de transmisión

Ver en el Anexo 1, realizado sobre plano a escala 1:500:000 la ruta del proyecto propuesto. Las ruta a continuación detallada ha tratado de recorrer lo más paralelamente posible a la carretera, caminos y trochas según lo indicado en los planos viales del MTC de los departamentos de Arequipa y Cuzco. Adicionalmente los profesionales que han participado de la elaboración de este documento han tenido oportunidad de recorrer gran parte de estas rutas y visitar las subestaciones de Socabaya y Tintaya. Como se explica más adelante a este nivel de estudio se asume un conductor ACSR Curlew para la mayoría de los recorridos salvo algunos tramos que se indican en cada caso.

4.1.1.1 Línea Tintaya- Socobaya

Este recorrido es de 207,6 km se y será paralelo a la línea existente de 138 kV que va de Combapata hasta Socabaya pasando por Tintaya. Sin embargo en Tintaya se debe apartar de la línea existente 138 kV, para luego continuar a Callalli vía Suckuytambo por tener un recorrido de menor altitud y menos expuesto a la formación de manguito de hielo como sucede actualmente por el recorrido de la linea existente. A partir de Callalli se continuará paralelo a la línea 138 kV Callali- Santuario – Socabaya. El nivel ceraúnico promedio de esta ruta es de 40.

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Las longitudes correspondientes son:

2000 a 4000 msnm. : 177,6 km. Mas de 4000 msnm. : 30,0 km.

Total : 207,6 km.

4.1.2 Selección del Conductor de las líneas de 220 kV

En el caso de la línea de 220 kV Tintaya-Socabaya, debido a la alta probabilidad de formación de manguitos de hielo apreciables se considera el mismo conductor utilizado en la línea existente de Montalvo a Puno que es el ACSR Curlew y para las líneas de 220 kV que superen los 4500 msnm o que estén expuestos a zonas con presencia de agua estancada como sucede en las zonas denominadas tundra subtropical y que esté comprendida entre los 4000 y 4500 msnm se considera el conductor ACSR Pheasant los cuales tienen las siguientes características:

DESCRIPCION ACSR Curlew ACSR PheasantSección (mm2) 523,7(AAC) 644.5Diámetro (mm) 31,62 35,09Peso lineal (kg/m) 1,979 2,434 Composición (hilos): de AAC 54 54

de Acero 7 19Tiro de rotura: (daN) 16269 19777Resistencia (ohm/km DC a 20 ºC) 0,0542 0,0443Coef de dilatación lineal (ºC-1) 0,0000193 0,0000194 Módulo de elast final (kg/mm2) 7 000 7000

Cabe hacer notar que el conductor Curlew para 4500 msnm y 75ºC permite llevar como ampacitancia hasta 320 MVA por circuito en 220 kV.

A la luz de costos recientes se puede establecer que es posible utilizar un conductor ACAR 1100 MCM 24/13 en lugar del Curlew , sin embargo se considera que un análisis técnico-económico en una etapa posterior debe establecer la mejor opción.

4.1.3 Selección del Aislamiento de las líneas de 220 kV

Para 220 kV se adoptan según la IEC los siguientes niveles básicos para altitudes menores a 1000 msnm:

Tensión máxima de operación : 245 kVTensión nominal a la sobretensión de maniobra : 460 kVTensión nominal a la sobretensión atmosférica : 1050 kV

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A este nivel de voltaje queda demostrado que tanto para los 2500 msnm como para los 4500 msnm el aislamiento determinante para los aisladores Standard (146 mm de altura por 254 mm de diámetro) corresponde a la sobretensión atmosférica teniendo en cuenta distancias de aire con aisladores con descargador y anillo de campo. Así se tienen los siguientes resultados realizando las correcciones por altitud en cadenas de suspensión considerando aisladores de vidrio:17 aisladores hasta 2500 msnm19 aisladores hasta 3500 msnm21 aisladores hasta 4500 msnm23 aisladores > 4500 msnm

La carga de rotura de estos aisladores debe ser de 120 kN, sin embargo con la utilización del conductor ACAR es posible utilizar aisladores de menor carga de rotura al menos para las cadenas de suspensión.

Para el caso de aisladores de anclaje se utiliza dos unidades adicionales por cadena.

En el caso de las distancias fase-masa para la cadena de aisladores de suspensión en la torre se determina realizando las correcciones por altitud, presencia de las otras crucetas la distancia preliminar fase - masa, etc lo cual da lo siguiente:

DISTANCIA POR SOBRETENSIONESFASE-MASA ALTITUD 4000 msnm ALTITUD 4750 msnm

Angulo de oscilación para s. atmosférica 10 º 10º Distancia fase –masa para s. atmosférica 3,1m 3,4 m Angulo de oscilación para s. maniobra 30 º 30º Distancia fase-masa por s. maniobra 1,3 m 1,5 mAngulo de oscilación por s. frec. Ind 60º 60ºDistancia fase-masa a frec. Industrial 0,5m 0,6 m

Para las líneas de 220 kV se consideran a este nivel de estudio las mismas configuraciones típicas de las torres existentes de la primera, segunda y tercera etapa del Mantaro cuyas dimensiones básicas se aprecian en los planos RIS-02 y RIS-03 del Anexo 2.

4.1.4 Otras características de las líneas

Las torres de 220 kV llevarán un cable de guarda de AºGº 68 mm2, tipo EHS y un cable OPGW de 24 FO a fin de llevar todo el sistema de telecomunicaciones y teleprotección diferencial de línea por un lado y para poder soportar apropiadamente los niveles de cortocircuito por otro lado.

Las fundaciones serán de concreto armado para los suelos sueltos y terrenos duros, debiendo utilizarse fundaciones tipo pilote para las zonas rocosas. Las fundaciones de parrilla de acero galvanizado se reservarán donde no exista acción alcalina o ácida del suelo. Las Pampas de Arequipa tienen características salitrosas por lo que es preferible prescindir de este tipo de fundación en estas zonas.

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La puesta a tierra debe cumplir valores menores a 15 ohms , pero en las zonas de altas resistividades ( a partir de 1000 ohms) y en zonas rocosas donde no es posible llegar de manera práctica a estos valores se debe utilizar puestas a tierra capacitivas con un valor de 50 mF a fin de reducir el back flashover que pueda ser provocado por una descarga atmosférica en el cable de guarda o en la torre.

4.2 SUBESTACIONES

Como ya se ha precisado, se ha evaluado el equipamiento para la ampliación de subestaciones existentes de 220 kV en el Sur del país, que permitirán evacuar y transportar a los principales centros de consumo la potencia y energía eléctrica generada por las Centrales Hidroeléctricas. Con excepción de la subestación existentes Socabaya, todas las subestaciones restantes, nuevas y existentes se encuentran instaladas sobre un promedio de los 4 000 msnm; situación que influirá sobre el nivel básico de aislamiento (BIL) de los equipos, y esto último sobre el costo de los mismos.

4.2.1 ENLACE LT TINTAYA - SOCABAYA

4.2.1.1 SE Tintaya 220 kV

SE Tintaya Nueva 220 kV

Esta subestación estará ubicada cerca de la actual SE Tintaya existente, y situada a una altura entre los 4 000 y 4 150 msnm.

La ubicación final de esta subestación debera ser definida por la Sociedad Concesionaria. Sin embargo es necesario tener presente que esta instalación tendrá dos niveles de tensión (138 y 220 kV) y que deberá preverse con los espacios necesarios para contener un banco trifásico de transformación (auto-transformador 220/138 kV) y posible compensación reactiva (reactores) en las alternativas que se requiriese.

Esta subestación se interconectará con la SE Tintaya Existente a través de un banco de 220/138 kV ubicado en Nueva Tintaya y una línea corta de aproximadamente 0,6 km en 138 kV. La configuración de conexiones en los patios deberá ser:

220 kV Doble barra 138 kV Conexión directa a la línea

Esta subestación estará preparada para contener las siguientes celdas en 220 kV:

1 celda para la conexión al autotransformador a 220/138 kV 2 celdas para la línea hacia la SE Socabaya (*) 2 celdas para conexión a dos reactores de 20 MVAR cada uno.(*) 1 celda para acoplamiento de barras 1 autotransformador de 125 MVA, 220/138/22.9 kV (*) 2 reactores de 20 MVAR, 220 kV (*) 1 celda línea-transformación 138 kV para el enlace con la Subestación Tintaya Existente(*) En esta etapa solo se considera el equipamiento indicado..

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SE Tintaya Existente 138 kV

Esta subestación es existente y está ubicada a 4 060 msnm, en el borde nor-este del área de explotación de la Mina Tintaya y rodeada de instalaciones procesadoras de mineral; a pesar de esta situación cuenta con los espacios suficiente para ampliar el patio de Llaves de 138, y, en principio, podría albergar además de la bahía de adicional de 138 kV, también podría contener al auto-transformador de 220/138 kV.

El enlace entre Tintaya Nueva y Tintaya Existente, sera mediante una linea corta de 138 kV, siendo el equipamiento en 138 kV el siguiente:

1 celda de 138 kV.

4.2.1.2 SE Socabaya 220 kV

Esta subestación es existente y esta ubicada al sur de Arequipa y a unos 1 300 m al sur-este de la localidad de Socabaya, ya 2 382 msnm; con los espacios suficiente para ampliar el Patio de Llaves de 220 kV y puede albergar las ampliaciones requeridas.

El sistema de conexiones de barras existente es el de doble barra. El equipamiento estará constituido por lo siguiente:

2 celdas para la línea hacia la SE Tintaya Nueva

4.2.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

El nivel de tensión más adecuado para el Proyecto Tintaya – Socabaya es 220 kV con una tensión máxima de servicio de 245 kV. Sin embargo deberá tenerse muy en cuenta que únicamente la subestación Socabaya se ubica alrededor de los 2 300 msnm; el resto de las subestaciones nuevas y existentes se ubican, en promedio, por los 4 000 msnm.

El diseño de las subestaciones, fabricación, transporte, pruebas y puesta en servicio de los equipos y de las mismas subestaciones deberán cumplir con las recomendaciones y exigencias establecidas en la normas, principalmente en la ANSI/IEEE e IEC.

En principio el equipamiento de alta tensión será del tipo convencional, para instalación al exterior; sin embargo podrá aceptarse equipamiento encapsulado en gas SF6 (GIS), o del tipo híbrido para instalación al exterior, siempre que cumplan los requerimientos de tensión, aislamiento, corriente y sismicidad que se indican más adelante.

4.2.2.1 Niveles de Protección

Línea de fuga 25 mm/kV Protección contra descargas atmosféricas; clase 3

Los niveles de aislamiento exterior de los equipos (bushings, aisladores, etc,) deberán ser corregidos para alturas superiores a 1 000 msnm.

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Todas las distancias eléctricas: conductor-estructura, fase-tierra, etc.; deberán cumplir con lo establecido en las normas ANSI/IEEE - IEC.

Corona

Todos los elementos de conexión externa de los equipos: bornes, conectores, grapas, etc., deberán haber sido diseñados y fabricados para eliminar el efecto corona y ruido de acuerdo con lo establecido en las normas. Los conductores de conexión entre equipos deberán ser diseñados para eliminar el efecto corona.

4.2.2.2 Niveles de Tensión y Aislamiento

Todo el nivel de aislamiento del equipamiento deberá se calculado a la altura final de las subestaciones teniendo en cuenta los factores de corrección de la norma ANSI/IEEE.

- Nivel de 138 kV Tensión nominal 138 kV Máxima tensión de servicio 145 kV Resistencia a tensión de impulso 1.2/50 s 650 kVpico

Resistencia a sobretensión a 60 Hz. 275 kV

- Nivel de 245 kV Tensión nominal 220 kV Máxima tensión de servicio 245 kV Resistencia a tensión de impulso 1.2/50 s 950 kVpico

Resistencia a sobretensión a 60 Hz. 395 kV

Estos niveles de aislamiento (BIL) deberán ser corregidos para la altura real de instalación de cada subestación; para esto deberá aplicarse las correcciones prevista en la norma ANSI/IEEE Std. C37.30-1992.

Para los equipos a instalarse en todas las subestaciones, con excepción de las SS.EE. Moquegua y Socabaya que se encuentran en un nivel más bajo, deberá considerarse un solo BIL normalizado.

4.2.2.3 Niveles de Corriente

Todos los equipos de alta tensión: maniobra (interruptores y seccionadores), medición y protección, a efectos de soportar los requerimientos de esfuerzos por corto circuido y capacidad de resistencia térmica, deberán cumplir con las siguientes características, de acuerdo con la norma:

245 kV 145 kVCorriente nominal 2 000 A 1 200 ACapacidad de ruptura simétrica de corta duración 40 kA 31.5 kACapacidad de ruptura 104 kApico 82 kApico

Los interruptores de conexión de los reactores deberán cumplir con la norma IEEE Std. C37.015 relacionada con los requerimientos de cierre y apertura de corrientes.

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4.2.2.4 Sismicidad

Las subestaciones y patios de llaves, y equipos que las componen y constituyen deberán cumplir con los requerimientos sísmicos establecidos en la norma IEEE Std. 693-1997, y resistir los siguientes esfuerzos:

Aceleración horizontal 0.5 gAceleración vertical 0.25 gCalificación sísmica Alta, de acuerdo con la norma.

4.2.2.5 Transformación

En las alternativas para interconectar el sistema proyectado de 220 kV con el sistema existente de 138 kV se emplearán auto-transformadores trifásicos de 220/138 kV. El grupo de conexión de los auto-transformadores será en estrella (Y), neutro sólidamente puesto a tierra, y también tendrán, además, un devanado terciario en 22.9 kV con conexión en Delta (), con bornes accesibles, para compensación de armónicas.

Los auto-transformadores tendrán, en principio, regulación en vacío; sin embargo su definición deberá estar respaldada por los resultados de los estudios de pre-operatividad y de operatividad.

Se prevé que el sistema de refrigeración del auto-transformador debiera ser con circulación de aceite forzada y el aceite será refrigerado por agua (OFWF) con la finalidad de reducir dimensiones y pesos. Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y las características técnicas más adecuadas.

La capacidad de transformación en SE Tintaya Nueva 220/138 kV será de 125 MVA.

4.2.2.6 Compensación Reactiva Inductiva - Reactores

En algunas subestaciones y conectados a las barras de 220 kV, habrá necesidad de instalar compensación reactiva (reactores) en derivación, y con el neutro sólidamente puesto a tierra.

Los reactores en SE Tintaya Nueva serán de 20 MVAR de capacidad, estas inductancias serán controladas por el automatismo del control y protección, y sincronizadores de maniobra de interruptores para la conexión y desconexión de inductancias con fines de regulación de tensión.

4.2.2.7 Celdas de 220 kV

El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 220 kV sera del tipo:

Convencional, al exterior Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda, solo para líneas. Seccionador de Línea con cuchillas de tierra

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Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar Seccionador de barras

4.2.2.8 Celdas de 138 kV

El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 138 kV será del tipo convencional, instalado al exterior y similar a los equipos existentes

Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda; solo para línea. Seccionador de Línea con cuchillas de tierra; solo para línea. Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar. Para el reactor es de operación tripolar

sincronizado. Seccionador de barras

4.2.2.9 Telecomunicaciones

Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal y secundario en simultáneo y no excluyentes, más un sistema de respaldo en situaciones de emergencia, que permitan la comunicación permanente de voz y datos entre las subestaciones, basado en fibra óptica, satelital y onda portadora.

4.2.2.10 Servicios Auxiliares

En corriente alterna será 400-230 V, 4 conductores, neutro corrido, para atender los servicios de luz y fuerza de la subestación, normales. Las subestaciones intermedias deberán contar con un grupo diesel de emergencia para atender la carga completa de la subestación.

En corriente continua será 110 – 125 V cc, para atender los servicios de control y mando de la subestación.

Para telecomunicaciones se empleará la tensión de 48 V cc.

Los servicios de corriente continua serán alimentados conjuntos dobles de cargadores rectificadores individuales 380 V, 60 Hz, a 110 Vcc y a 48 Vcc, respectivamente, con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus respectivos bancos de acumuladores (baterías).

4.2.2.11 Control

Los tableros de protección y medición estarán ubicados al lado de cada bahía de conexión y se conectarán por fibra óptica radial hasta la Sala de Control.Se preverán los siguientes niveles de operación y control:

Local manual, sobre cada uno de los equipos Remoto automático desde la sala de control de la subestación

un centro de control remoto a la subestación

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Las subestaciones nuevas deberán contar con un sistema de vigilancia y seguridad externo e interno que permitan controlar permanentemente internamente y desde un centro de control remoto la operación de la subestación.

Las subestaciones estarán integradas a un sistema SCADA para el control, supervisión y registro de las operaciones en la subestación. Para esto se deberá diseñar un sistema automático de control que cumpla con los últimos sistemas tecnológicos y de acuerdo con el protocolo establecido en la norma IEC 61850.

4.2.2.12 Protección y Medición

La protección del sistema de transmisión de refuerzo deberán contar con sistemas de protección primaria y secundaria sin ser excluyentes, a menos que se indique lo contrario.

Líneas

La protección de las líneas estará basada en una protección primaria y secundaria del mismo nivel y sin ser excluyentes, y protección de respaldo, entre otros, los siguientes.

Protección primaria relés de distancia Protección secundaria relés de corriente diferencial Protección de respaldo relés de sobrecorriente

relés de sobrecorriente direccional a tierrarelés de desbalancerelés de mínima y máxima tensiónrelé de frecuencia

Todas las líneas deberán contar con relés de recierre monofásico coordinados por el sistema de teleprotección que actúen sobre los respectivos interruptores ubicados a ambos extremos de la línea.

Autotransformadores y Reactores

Los autrotransformadores y reactores deberán contar con la siguiente protección, entre otros:

Protección principal relés de corriente diferencial Protección secundaria relé de bloqueo

relé de sobrecorrienterelé de sobrecorriente a tierra

4.2.2.13 Malla de Tierra

Todas la subestaciones nuevas deberán contar con una malla de tierra profunda que asegure al personal contra tensiones de toque y de paso. Al mismo tiempo la malla de tierra deberá permitir la descarga segura a tierra de las sobretensiones de origen atmosférico sin que los equipos instalados sean afectados.

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A la malla de tierra se conectarán todos los elementos sin tensión de todos los equipos. Todas las subestación contarán con blindaje contra descargas atmosféricas.

4.2.2.14 Obras Civiles

Todas subestaciones deberán contar con un cerco perimétrico de ladrillos con protección por concertina y portones de ingreso.

Interiormente deberán contar con vías y facilidades de transporte para el mantenimiento y construcción de ampliaciones futuras.

Se preverá un edificio o sala de control que alojará a los sistemas de baja tensión, control centralizado local y comunicaciones.

Las subestaciones nuevas deberán prever las obras sanitarias necesarias cuando se requieran.

Todas las subestaciones contarán con un sistema de drenaje interno para la evacuación de las aguas pluviales y un sistema de drenaje externo para evitar el ingreso de agua de lluvia.

Las plataformas de las subestaciones tendrán una pendiente del 2% para el drenaje interno.

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Del analisis de las alternativas estudiadas por el Consultor se concluye que la alternativa 1 es la más recomendable y de mayor flexibilidad así como de mayor confiabilidad.La implementación de la Alternativa 1 se realizaría en una primera etapa, tal como se describe a continuación:

Etapa I: Consistente en una LT 220 kV Tintaya-Socabaya, con las subestaciones asociadas, con entrada en operación para el año 2011.

5.2 RECOMENDACIONES

En la implementación de las Subestaciones 220 kV, se recomienda, tanto para las ampliaciones como para las nuevas Subestaciones utilizar la configuración Doble Barra, para lo cual deberá preverse, en la ingeniería de detalle, los espacios necesarios para ejecutar las ampliaciones respectivas.

La llegada de las 2 ternas en 220 kV a Socabaya requiere de un estudio de ruta muy cuidadoso puesto que la SE Socabaya ya está siendo rodeada por zonas urbanas.

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6 IMPLEMENTACION DEL PROYECTO

6.1 DESCRIPCIÓN DEL ALCANCELa implementación de esta etapa, comprende, las instalaciones siguientes:

A) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV:

- Línea de enlace Doble Terna, entre Tintaya y Socabaya de 206.7 Km. de longitud total, que incluye un tramo de 30 Km. reforzado con conductor Pheasant.

B) SUBESTACIONES:

- Tintaya

SE Nueva Tintaya 220 kV

Esta subestación, con un sistema de conexiones en doble barra convencional, estará equipada con tres celdas de línea 220 kV: dos hacia la SE Socabaya y una de transformación para conexion del auto-transformador 220/138 kV para la LT 138 kV hacia la SE Tintaya existente. Además dos celdas para la conexión de dos reactores de linea de 20 MVAR.Ademas incluye el autotransformador de 125 MVA 220/138/22,9 kV y los dos reactores de línea de 20 MVAR

SE Tintaya 138 kV, existente

Se incluye la celda de interconexión de 138 kV.

- SE Socabaya 220 kV, existente

Esta subestación existente cuenta con un sistema de configuración en doble barra y deberán instalarse dos celdas 220 kV para conectarse a la línea proveniente de la SE Nueva Tintaya

6.2 LINEAS DE TRANSMISIÓN 220 KV

6.2.1 CARACTERISTICAS GENERALES Se deberá construir las siguientes líneas de transmisión, cuya capacidad mínima de transmisión para cada circuito, se indica a continuación:

TramoNúmero de circuitos

Número de conductores por fase

Capacidad nominal por cada circuito (1)

Capacidad de diseño por circuito (2)

Longitud aproximada

(km)

Tintaya-Socabaya 220 kV 2 1 ó 2 200 MVA 275 MVA 207,6

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(1) Los valores de Capacidad Nominal, o Potencia Nominal, corresponden a la operación normal, continua y en régimen permanente de cada circuito y serán utilizados para efectos de operación de las instalaciones por el COES. Condiciones: temperatura máxima absoluta anual promedio en verano, cielo despejado y 0.6 m/seg de viento perpendicular al conductor.

(2) Capacidad de diseño por circuito: El dimensionamiento de los conductores y la verificación de las distancias respecto al terreno, deberá permitir operar cada circuito de manera continua como mínimo hasta el valor de diseño indicado. En caso de requerirse, la capacidad de transmisión se podrá incrementar hasta la capacidad de diseño con la adición de equipos de compensación reactiva.

Capacidad de sobre carga de corta duración: Las líneas deben estar en condiciones de operar con una sobrecarga de 50%, respecto al valor de capacidad nominal, por un período de 30 minutos. Condiciones: temperatura promedio de verano a la 1 PM, cielo despejado, velocidad de viento promedio de verano a la 1 PM considerado como perpendicular al conductor.

6.2.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

a) La Sociedad Concesionaria será responsable de la selección de la ruta y recorrido de las líneas de transmisión, incluyendo lo relacionado a la construcción de accesos, para lo cual deberá ceñirse a las normas vigentes.

Entre otros, deberá considerar:El trazo de la línea deberá pasar por las proximidades de la ubicación de la futura subestación Tintaya en 220 kV. Las estructuras en esta zona deberán estar adecuadas para la conexión a dicha subestación con entrada y salida de las dos ternas.Gestión de los derechos de servidumbre y el pago de las compensaciones a los propietarios o posesionarlos de los terrenos.La faja de servidumbre estará de acuerdo con la norma vigente.Obtención del CIRA (certificación del INC sobre no afectación a restos arqueológicos).Estudio de Impacto ambiental y su plan de monitoreo. Se debe incluir la participación del INRENA y evitar cruzar parques nacionales.Obtención de la Concesión Definitiva de Transmisión Eléctrica.

Las líneas deben cumplir los requisitos del CNE-Suministro 2001 siguientes:Voltaje de operación nominal : 220 kVVoltaje máximo de operación : 245 kVVoltaje de sostenimiento de maniobra : 750 kVVoltaje de sostenimiento al impulso atmosférico : 1050 kV

Los valores anteriores serán corregidos para altitudes mayores a 1000 m. Las distancias de seguridad en los soportes y el aislamiento deberán corregirse por altitud.

El aislamiento en zonas contaminadas o donde la lluvia es escasa deberá verificarse por línea de fuga.

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b) Se deberán cumplir con los siguientes valores eléctricos:

b.1) Máximo gradiente superficial en los conductores: 18,5 kVrms/cm. El valor indicado corresponde a nivel del mar, por lo tanto deberá corregirse por altitud.

b.2) Límites de radiaciones no ionizantes al límite de la faja de servidumbre, para exposición poblacional según el Anexo C4.2 del CNE-Utilización 2006.

b.3) Ruido audible al límite de la faja de servidumbre para zonas residenciales según el Anexo C3.3 del CNE –Utilización 2006.

c) Las distancias de seguridad, calculadas a la máxima temperatura en el conductor y luego de un creep de 20 años, serán determinadas según la regla 232 del CNE-Suministro vigente a la fecha de cierre.

d) El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales deberá ser tal que las salidas de servicio que excedanh las tolerancias serán penalizadas según se indica en las Directivas y Procedimientos del OSINERGMIN, establecidos para el efecto y que no excluyen las compensaciones por mala calidad de suministro o mala calidad de servicio especificados en la NTCSE,

A manera de referencia se recomienda lo siguiente:

o Utilización de cables de guarda adicionales laterales en caso de vanos largos que crucen grandes quebradas o cañones.

o Utilización de puestas a tierra capacitivas en las zonas rocosas o de alta resistividad.

o Selección de una ruta de línea que tenga un nivel ceráunico bajo.o Utilización de materiales (aisladores, ferretería, cables OPGW, etc.) de comprobada

calidad para lo cual se deberá utilizar suministros con un mínimo de 15 años de fabricación a nivel mundial.

e) Se empleará 2 cables de guarda, uno del tipo convencional cuyo material y sección será seleccionado por el postor. El segundo cable de guarda será del tipo OPGW, tal que permita la protección diferencial de línea, el envío de datos al COES en tiempo real, telemando y telecomunicaciones. Los 2 cables de guarda deberán ser capaces de soportar el cortocircuito a tierra hasta el año 2030.

f) Para los servicios de mantenimiento de la línea se podrá utilizar un sistema de comunicación con celulares satelitales en lugar de un sistema de radio UHF/VHF

g) Se podrá utilizar cables de ACSR, AAAC o ACAR según las cargas, vanos y tiros adecuados que presenten la mejor opción de construcción y operación, siempre y cuando se garantice un tiempo de vida útil de 30 años.

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Se recomienda el empleo del conductor ACSR Curlew para los tramos de línea hasta los 4500 m de altitud, en tanto que para altitudes superiores se recomienda el ACSR Pheasant.

El concesionario podrá emplear el conductor que estime apropiado, sin exceder el porcentaje de pérdidas Joule establecido.

Los límites máximos de pérdidas Joule, por circuito de la línea en conjunto, calculado para un valor de potencia de salida igual a la capacidad nominal con un factor de potencia igual a 1.00, y tensión en la barra de llegada igual a 1.00 p.u. será el indicado en el siguiente cuadro:

% de pérdidas a Pnom/circuito

Línea Longitud (km) Pnom(MVA)

Pérdidas máximas

%

Tintaya-Socabaya 220 kV 207,6 200 MVA 5

El cumplimiento de este nivel de pérdidas será verificado por el Concedente mediante los cálculos de diseño del conductor, según la longitud real de diseño incluyendo el incremento de la longitud por desnivel , catenaria de cable y tolerancias de fabricación previo a la adquisición de los suministros por la Sociedad Concesionaria. No se autorizará la instalación del conductor en caso de incumplimiento de los valores de pérdidas límites.

La fórmula de cálculo para verificar el nivel de pérdidas Joule por cada circuito será la siguiente:Pérdidas = (Pnom/Vnom)2 x R / Pnom x 100 (%)Donde:

Pnom = Capacidad nominal de la línea (MVA)Vnom = Tensión nominal de la línea (220 kV)

R = Resistencia total de la línea por fase, a la temperatura de 50 ºC y frecuencia de 60 Hz.

h) Indisponibilidad por mantenimiento programado: El número de horas por año fuera de servicio por mantenimiento programado de cada línea de transmisión, no deberá exceder de dos jornadas de ocho horas cada una.

i) Tiempo máximo de reposición post falla: El tiempo de reposición del tramo de línea que haya tenido una falla fugaz que ocasione desconexión de un circuito, debe ser menor a 30 minutos.

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6.3 SUBESTACIONES 220 KV

6.3.1 ALCANCE

El proyecto comprende el desarrollo de la Alternativa 1, que es la que se describe en este documento, toma en cuenta el desarrollo de los proyectos mineros adyacentes a la mina Tintaya, que crean la necesidad de la implantanción de una subestación a 220 kV, independiente de la subestación existente en 138 kV.

6.3.2 DESCRIPCION DE SUBESTACIONES

SS.EE. TINTAYA NUEVA Y TINTAYA EXISTENTE

SE Nueva Tintaya

Esta subestación deberá ejecutarse con una configuración de conexión en 220 kV, del tipo doble barra, convencional.

En principio contará con las siguientes conexiones a salidas en 220 kV:

Dos celdas de línea hacia la SE Socabaya. Una celda para conectar el autotransformador de 220/138/22,9 kV. Dos celdas para reactores de linea de 20 MVAR. Un autotransformador de 125 MVA 220/138/22,9 kV Dos reactores de linea de 20 MVAR. Una celda de acoplamiento de barras

SE Tintaya Existente

Esta subestación deberá ejecutarse con una configuración de conexión en 138 kV, del tipo simple, contará con una celda de llegada de 138 kV.

SE SOCABAYA

Esta subestación es existente, y en 220 kV cuenta con un sistema de conexiones en doble barra.

Deberá ampliarse el sistema de conexiones para dos celdas de llegada para enlazarse con la SE Nueva Tintaya.

Nota: El Concesionario incluirá como parte del proyecto, y por lo tanto constituirá su responsabilidad, efectuar las modificaciones, refuerzos, instalación o sustitución de equipos en las subestaciones que están siendo ampliadas y que sean necesarias para la correcta operación de las instalaciones de la concesión y del SEIN. Entre otros se debe considerar el efecto de la modificación de los niveles de corto circuito, el incremento de la corriente de operación normal y en contingencias, las variaciones de tensión, los requerimientos de compensación reactiva, las sobretensiones, presencia de niveles no permitidos de corrientes y tensiones armónicas, requerimientos de sistemas de comunicaciones, control automático, servicios auxiliares, mejora de accesos e infraestructura.

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6.3.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

6.3.3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

En el presente acápite se especifican los requerimientos técnicos que deberán soportar y cumplir los equipos de las subestaciones. Sin embargo durante el desarrollo del estudio definitivo la Concesionaria deberá realizar todos aquellos estudios que determinen el correcto comportamiento operativo del sistema propuesto.

Se deberá instalar equipos de fabricantes que tengan un mínimo de experiencia de fabricación y suministro de quince (15) años.

Los equipos deberán ser de última tecnología; no se aceptarán equipos con poca experiencia de operación. Se deberán presentar referencias de suministros similares y de referencias acreditadas, de operación exitosa de equipos por parte de Operadores de sistemas de transmisión.

Los equipos deberán contar con informes certificados por institutos internacionales reconocidos, que muestren que han pasado exitosamente las Pruebas de Tipo. Por lo menos un equipo de un conjunto similar de equipos de 220 kV será sometido a las Pruebas de Tipo. Todos los equipos serán sometidos a las Pruebas de Rutina.

Las normas aplicables que deberán cumplir los equipos son, principalmente las siguientes: ANSI/IEEE, IEC, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA.

6.3.3.2 UBICACIÓN Y ESPACIO PARA AMPLIACIONES FUTURAS

Ampliación de Subestaciones Existentes

Será de responsabilidad de la Concesionaria gestionar, coordinar o adquirir bajo cualquier título el derecho a usar los espacios disponibles, estableciendo los acuerdos respectivos con los titulares de las subestaciones, así como coordinar los requerimientos de equipamiento, estandarización, uso de instalaciones comunes y otros.

La Concesionaria será también el responsable de adquirir los terrenos adyacentes, donde esto resulte necesario o sea requerido, y efectuar las obras de modificación y adecuación de las subestaciones.

Subestaciones Nuevas

La Sociedad Concesionaria será responsable de seleccionar la ubicación final, determinar el área requerida, adquirir el terreno, habilitarlo y construir la infraestructura necesaria y deberá preverse el espacio de terreno para ampliaciones futuras.

6.3.3.3 NIVELES DE TENSIÓN Y AISLAMIENTOS

Todos los niveles de aislamiento del equipamiento deberá se calculado a la altura final de las subestaciones teniendo en cuenta los factores de corrección de la norma ANSI/IEEE. Los niveles que se enuncian corresponden hasta los 1 000 msnm.

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Nivel de 138 kV

o Tensión nominal 138 kVo Máxima tensión de servicio 145 kVo Resistencia a tensión de impulso 1.2/50 s 650 kVpico

o Resistencia a sobretensión a 60 Hz. 275 kV

Nivel de 245 kV

o Tensión nominal 220 kVo Máxima tensión de servicio 245 kVo Resistencia a tensión de impulso 1.2/50 s 950 kVpico

o Resistencia a sobretensión a 60 Hz. 395 kV

Estos niveles de aislamiento (BIL) deberán ser corregidos para la altura real de instalación de cada subestación; para esto deberá aplicarse las correcciones prevista en la norma ANSI/IEEE Std. C37.30-1992.

Para los equipos a instalarse en todas las subestaciones, con excepción de las SS.EE. Moquegua y Socabaya que se encuentran en un nivel más bajo, deberá considerarse un solo BIL normalizado.

Niveles de Protección

o Línea de fuga 25 mm/kVo Protección contra descargas atmosféricas Clase 3

Distancias de seguridad.

Las separaciones entre fases para conductores y barras desnudas al exterior serán las siguientes: en 220 kV, 4.00 m, todas las distancias deberán cumplir con lo establecido en las normas ANSI/IEEE.

6.3.3.4 NIVELES DE CORRIENTE

Todos los equipos de alta tensión: maniobra (interruptores y seccionadores), medición y protección, a efectos de soportar los requerimientos de esfuerzos por corto circuido y capacidad de resistencia térmica, deberán cumplir con las siguientes características, de acuerdo con la norma:

245 kV 145 kV

Corriente nominal 2 500 A 1 250 ACapacidad de ruptura simétrica de corta duración 40 kA 31.5 kACapacidad de ruptura 104 kApico 82 kApico

Los interruptores de conexión de los reactores deberán cumplir con la norma IEEE Std. C37.015 relacionada con los requerimientos de cierre y apertura de corrientes.

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Transformadores de corriente

Los transformadores de corriente deberán tener por lo menos cuatro núcleos secundarios:

Tres núcleos de protección 5P20.Un núcleo de medición clase 0.2

6.3.3.5 REQUERIMIENTOS SÍSMICOS

Las subestaciones y patios de llaves, y equipos que las componen y constituyen deberán cumplir con los requerimientos sísmicos establecidos en la norma IEEE Std. 693-1997, y resistir los siguientes esfuerzos:

Aceleración horizontal 0.5 gAceleración vertical 0.25 gCalificación sísmica Alta, de acuerdo con la norma.

6.3.3.6 TRANSFORMACIÓN - REACTORES

Autotransformadores

En la SE Tintaya para interconectar el sistema proyectado de 220 kV con el sistema existente de 138 kV se empleará un auto-transformador trifásico de 220/138 kV. El grupo de conexión de los auto-transformadores será en estrella (Y), neutro sólidamente puesto a tierra, y también tendrán, además, un devanado terciario en 22.9 kV con conexión en Delta (), con bornes accesibles, para compensación de armónicas.

La capacidad de transformación de la unidad será de 125 MVA.

Los valores nominales de tensión deberán ser coordinadas con el COES, a efectos de considerar las condiciones particulares de la zona de cada instalación así como los requerimientos operativos particulares.

El autotransformadores debe contar con un sistema de regulación bajo carga, con mando local y remoto (Sala de Control y telemando a distancia), en un rango de variación no menor a +/- 10% de la tensión nominal, y con un paso de escalones igual o inferior a 1% de la tensión nominal. El rango variación deberá ser coordinado con el COES.

Se prevé que el sistema de refrigeración debiera ser con circulación de aceite y aire forzados (OFAF). Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y sus características técnicas más adecuadas.

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Reactores

En algunas subestaciones y conectados a las barras de 220 kV, habrá necesidad de instalar compensación reactiva (reactores) en derivación, y con el neutro sólidamente puesto a tierra.

Los reactores serán de 20 MVAR de capacidad, estas inductancias serán controladas por el automatismo del control y protección, y sincronizadores de maniobra de interruptores para la conexión y desconexión de inductancias con fines de regulación de tensión

Se prevé que el sistema de refrigeración debiera ser con circulación de aceite y aire forzados (OFAF). Los estudios deberán determinar el sistema de refrigeración y sus características técnicas más adecuadas.

Pérdidas

Se deberá garantizar que los niveles de pérdidas en los transformadores y reactores, para los siguientes niveles de carga permanente: 100%, 75%, y 50% de la operación del sistema. Los valores garantizados deberán cumplir con lo establecido en la norma IEC 60070 o su equivalente ANSI/IEEE.

Protección contra incendios

Se deberá considerar un sistema de protección contra incendio, que asegure la prevencion de incendios y la extinción rápida y segura del siniestro, y a la vez que cumpla con los requerimientos de protección al medio ambiente.

Recuperación de aceite

Todas las unidades de transformación deberán tener un sistema de captación y recuperación del aceite de los transformadores, en caso de falla.

6.3.3.7 EQUIPOS DE 220 kV.

Celdas de 220 kV

El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 220 kV seran del tipo convencional al exterior y contará con el equipamiento siguiente:

Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda, solo para líneas. Seccionador de Línea con cuchillas de tierra Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar: tanque vivo o tanque muerto. Si es tanque

muerto los transformadores de corriente estarán incorporados en los aisladores –bushings.

Seccionador de barras

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Celdas de 138 kV

El equipamiento de las celdas para conexión a líneas de 138 kV será del tipo convencional, instalado al exterior y similar a los equipos existentes

Pararrayos Transformador de Tensión capacitivo Trampa de Onda; solo para línea. Seccionador de Línea con cuchillas de tierra; solo para línea. Transformadores de corriente Interruptor de operación uni-tripolar. Para el reactor es de operación tripolar

sincronizado. Tanque vivo o tanque muerto. Si es tanque muerto los transformadores de corriente estarán incorporados en los aisladores –bushings.

Seccionador de barras

6.3.3.8 PROTECCIÓN Y MEDICIÓN

La protección del sistema de transmisión de refuerzo deberán contar con sistemas de protección primaria y secundaria sin ser excluyentes, a menos que se indique lo contrario.

Líneas

La protección de las líneas estará basada en una protección primaria y secundaria del mismo nivel y sin ser excluyentes, y protección de respaldo, entre otros, los siguientes.

Protección primaria relés de distancia Protección secundaria relés de corriente diferencial Protección de respaldo relés de sobrecorriente

relés de sobrecorriente direccional a tierrarelés de desbalancerelés de mínima y máxima tensiónrelé de frecuencia

Todas las líneas deberán contar con relés de recierre monofásico coordinados por el sistema de teleprotección que actúen sobre los respectivos interruptores ubicados a ambos extremos de la línea.

El tiempo máximo de despeje de falla y el tiempo muerto para el recierre, deben obtenerse de los estudios de estabilidad correspondientes a cada línea en particular. Los interruptores deben permitir el recierre monofásico y deberán estar equipados, para utilizar tiempos de espera durante el recierre, en el rango de 400 a 800 ms.

Autotransformadores y Reactores

Los autrotransformadores y reactores deberán contar con la siguiente protección, entre otros:

Protección principal relés de corriente diferencial

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Protección secundaria relé de bloqueorelé de sobrecorrienterelé de sobrecorriente a tierra

La protección del sistema de transmisión deberá contar con sistemas de protección primaria y secundaria, y deberá cumplirse con los Requisitos Mínimos para los Sistemas de Protección del COES.

6.3.3.9 T ELECOMUNICACIONES

Se deberá contar con un sistema de telecomunicaciones principal y secundario en simultáneo y no excluyentes, más un sistema de respaldo en situaciones de emergencia, que permitan la comunicación permanente de voz y datos entre las subestaciones, basado en fibra óptica, satelital y onda portadora.

Los sistemas de medición, comunicaciones y control deben tener la capacidad de transmitir información con una disponibilidad de 99.9%, conforme a lo requerido por los sistemas SCADA/EMS.

6.3.3.10 SERVICIOS AUXILIARES

En corriente alterna será 400-230 V, 4 conductores, neutro corrido, para atender los servicios de luz y fuerza de la subestación, normales. Las subestaciones intermedias deberán contar con un grupo diesel de emergencia para atender la carga completa de la subestación.

En corriente continua será 110 – 125 V cc, para atender los servicios de control y mando de la subestación. Para telecomunicaciones se empleará la tensión de 48 V cc.

Los servicios de corriente continua serán alimentados conjuntos dobles de cargadores rectificadores individuales 380 V, 60 Hz, a 110 Vcc y a 48 Vcc, respectivamente, con capacidad cada uno para atender todos los servicios requeridos y al mismo tiempo la carga de sus respectivos bancos de acumuladores (baterías).

6.3.3.11 CONTROL

Los tableros de protección y medición estarán ubicados al lado de cada bahía de conexión y se conectarán por fibra óptica radial hasta la Sala de Control.Se preverán los siguientes niveles de operación y control:

Local manual, sobre cada uno de los equipos Remoto automático desde la sala de control de la subestación

un centro de control remoto a la subestación

Las subestaciones nuevas deberán contar con un sistema de vigilancia y seguridad externo e interno que permitan controlar permanentemente internamente y desde un centro de control remoto la operación de la subestación.

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Las subestaciones estarán integradas a un sistema SCADA para el control, supervisión y registro de las operaciones en la subestación. Para esto se deberá diseñar un sistema automático de control que cumpla con los últimos sistemas tecnológicos; todos los equipos deberán cumplir con el protocolo de comunicaciones establecido en la norma IEC 61850.

Además deberán estar conectadas al sistema y centro de control operativo del COES SINAC, de conformidad con lo establecido en la Norma de Operación en Tiempo Real, aprobado mediante Resolución Directoral Nº 049-99-EM/DGE.

6.3.3.12 MALLA DE TIERRA

Todas la subestaciones nuevas deberán contar con una malla de tierra profunda que asegure al personal contra tensiones de toque y de paso. Al mismo tiempo la malla de tierra deberá permitir la descarga segura a tierra de las sobretensiones de origen atmosférico sin que los equipos instalados sean afectados.

A la malla de tierra se conectarán todos los elementos sin tensión de todos los equipos. Todas las subestación contarán con blindaje contra descargas atmosféricas.

6.3.3.13 OBRAS CIVILES

Todas subestaciones deberán contar con un cerco perimétrico de ladrillos con protección por concertina y portones de ingreso.

Interiormente deberán contar con vías y facilidades de transporte para el mantenimiento y construcción de ampliaciones futuras.

Se preverá un edificio o sala de control que alojará a los sistemas de baja tensión, control centralizado local y comunicaciones.

Las subestaciones nuevas deberán prever las obras sanitarias necesarias cuando se requieran.

Todas las subestaciones contarán con un sistema de drenaje interno para la evacuación de las aguas pluviales y un sistema de drenaje externo para evitar el ingreso de agua de lluvia.

Las plataformas de las subestaciones tendrán una pendiente del 2% para el drenaje interno.

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